Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1
| Номер в ГРСИ РФ: | 63208-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1 (далее - АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63208-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.086 |
Производитель / Заявитель
АО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 63208-16: Описание типа СИ | Скачать | 123 КБ | |
| 63208-16: Методика поверки НВЦП.422200.086.МП | Скачать | 717.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1 (далее - АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочую станцию (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ПАК КО ОАО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭ.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы
времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики типа Альфа и Альфа А1800
производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р = UTcosф) и полную мощность (S = U^I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в УСПД. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМ. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМ к базе данных. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от счетчиков до УСПД используются проводные линии связи. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используется в качестве основного комбинированный канал связи, включающий в себя проводные и оптоволоконные участки. Комбинированный канал связи использует протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала передачи данных применяется GSM-сеть связи.
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 имеет 1 независимое устройство синхронизации времени (УССВ), от которого производится синхронизация УСПД. Коррекция системного времени УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД.
Коррекция системного времени ИВК (сервера) производится не реже одного раза в сутки. В качестве источника точного времени выступает УСПД, включающее в себя устройство синхронизации времени (УССВ), синхронизирующее время УСПД от спутников GPS.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 соответствуют техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности для присвоения класса АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии и УСПД, входящих в состав АИИС КУЭ, соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые в АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД, а определяются классом точности применяемых ТТ, (класс точности 0,2; 0,2S; 0,5S; 0,5), ТН (класс точности 0,2) и электросчетчиков (класс точности 0,2S/0,5; 0,5S/1).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВКЭ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД (amra.exe) |
Альфа Центр AC_PE_100 15.05.01.01 |
4b2c8c46e39b5c6c9a8d3 b8120d5d825 |
MD5 |
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков (encryptdll.dll) |
0939ce05295fbcbbba400 eeae8d0572c | |||
|
Библиотека сообщений планировщика опросов (alphamess.dll) |
b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd | |||
|
Метрологически значимая часть ПО (ac_metrology.dll) |
3e736b7f380863f44cc8e 6f7bd211c54 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с разделом 4,5 Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц |
220+ 22 50 + 1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии (ИИК №1-4), °С - счетчиков электрической энергии (ИИК №5), °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от +5 до +35 от -15 до +35 от -20 до +40 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
110; 12; 0,4 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
2,0; 0,6; 0,4; 0,3; 0,1 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
120; 100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек измерений, шт. |
5 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд |
+5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии, для рабочих условий эксплуатации, %
|
№ ИК |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
3 1(2)%I I1(2)%<I<I5% |
3 5%I I5%, I I2(,'% |
3 20%I I20%<I<I100% |
3 100%I I100%<I<I120% |
|
1 |
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 (емк.) |
Не нормируется |
±1,5 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2,3 |
ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,8 (емк.) |
Не нормируется |
±3,3 |
±2,2 |
±1,9 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
±5,2 |
±3,0 |
±2,4 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±3,6 |
±2,3 |
±2,1 | ||
|
4 |
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 (емк.) |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | ||
|
0,5 (инд.) |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±3,1 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 | |
|
0,5 (0,87) |
±2,4 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | ||
|
5 |
ТТ класс точности 0,5S ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
±2,6 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,9 |
|
0,8 (емк.) |
±3,8 |
±3,0 |
±2,7 |
±2,7 | ||
|
0,5 (инд.) |
±5,9 |
±3,7 |
±3,1 |
±3,1 | ||
|
ТТ класс точности 0,5S ТН отсутствует Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±8,4 |
±4,8 |
±3,2 |
±3,0 | |
|
0,5 (0,87) |
±6,3 |
±3,9 |
±2,8 |
±2,8 |
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
Канал учета |
Средство измерений | ||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) |
Вид СИ |
Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
|
1 |
ТГ-1 |
ТТ |
780I-202-5 I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2 №№ 52324977; 52324975 ГР № 51411-12 |
|
ТН |
PTW5-2-110-SD02442FF U1/U2 = 12000/120; класс точности 0,2 №№ 52335842; 52335841 ГР № 51410-12 | ||
|
Счетчик |
Альфа A1800; (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01246811 1ном = 5 а ГР № 31857-11 | ||
|
2 |
ТСН-1.2 |
ТТ |
ASK, EASK, (E)ASK(D) (мод. ASK 63.4) I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5 №№ 07 А 91122745; 07 А 91122747; 07А 91122749 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
нет | ||
|
Счетчик |
Альфа (мод. A2R-4-AL-C29-T+) класс точности 0,5S/1,0 № 01149137 1||ом = 5 А ГР № 14555-02 | ||
|
3 |
ТСН-1.1 |
ТТ |
ASK, EASK, (E)ASK(D) (мод. ASK 31.4) I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5 №№ 07/51141; 07/51146; 07/51154 ГР № 31089-06 |
|
ТН |
нет | ||
|
Счетчик |
Альфа (мод. A2R-4-AL-C29-T+) класс точности 0,5S/1,0 № 01144763 1||ом = 5 А ГР № 14555-02 | ||
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
4 |
Ввод 110 кВ Т-3 |
ТТ |
TAT I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2S №№GD13/632P112801; GD13/632P112802; GD13/632P112803 ГР № 29838-11 |
|
ТН |
EMF 52-170 (мод. EMF 145) U1/U2 = 110000/^3/100/^3 класс точности 0,2 №№ 8829621; 8829622; 8829623 ГР № 47847-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа A1800; (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01202460 I-ном = 5 А ГР № 31857-06 | ||
|
5 |
КТП СН 10/0,4 кВ ввод РУ 0,4 кВ СН мобильных ГТЭС |
ТТ |
ТШЛ (мод.ТШЛ-0,66-Ш-1) I1/I2 = 600/5; класс точности 0,5S №№ 6428; 6429; 6430 ГР № 47957-11 |
|
ТН |
нет | ||
|
Счетчик |
Альфа A1800 (мод. A1805RL-P4GB-DW-4) класс точности 0,5S/1,0 № 01202929 1ном = 5 а ГР № 31857-06 |
Примечание: 1. Измерительные каналы № 1-5 подключены к устройству сбора и передачи данных RTU-327 (мод. RTU-327LV) (зав. № 008576); госреестр №41907-09
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 р ), рассчитывают-
ся по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
5 =± р
KKe -100%
1000PT
ср
А2
, где
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
5 э - пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении электроэнергии (таблица 3), в %;
K - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Втхч);
Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах;
P - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
Ьрко = =——--100%, где
р.корр. 3600Т
ср
At — величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках, выраженная в секундах;
Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах.
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1, типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят документы и оборудование, указанное в таблице 5.
Таблица 5 - Документация и оборудование, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ
|
Наименование |
Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 |
|
Трансформаторы тока |
14 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии |
5 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
1 шт. |
|
ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/ОЗУ-ЮВ/ НЖМД—2х2506Ъ |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени (УССВ-16ИУ8, УССВ-35HVS) |
1 шт. |
|
Источник бесперебойного питания (ИБП) Ippon Innova RT-1500 |
1 шт. |
|
Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM |
1 шт. |
|
Сотовый модем Cinterion MC52i Terminal |
1 шт. |
|
Сотовый модем Siemens TC35i |
1 шт. |
|
Коммутатор Cisco Catalist 2950 |
1 шт. |
|
Коммутатор HP V1910-48G |
1 шт. |
|
Инженерный пульт на базе Notebook |
1 шт. |
|
Формуляр НВЦП.422200.086.ФО |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки НВЦП.422200.086.МП |
1(один) экземпляр |
|
Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.086.РЭ |
1(один) экземпляр |
|
Программное обеспечение для настройки электросчетчиков. («MeterCat 3.2.1»; «APLHAPLUS W1.30») |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
Продолжение таблицы 5
|
Наименование |
Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 |
|
Программное обеспечение для настройки УСПД RTU-327 |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
Программный пакет AC_PE_100 «Альфа-ЦЕНТР». Версия 15.05.01.01 |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.086.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, ГР № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1. НВЦП.422200.086.МИ».
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Об
щие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Смотрите также
